1、 化学工程与装备 2023 年 第 5 期 50 Chemical Engineering&Equipment 2023 年 5 月 海洋石油平台火炬排放天然气回收方案 海洋石油平台火炬排放天然气回收方案 张海兵，乔胜勇，李 刚，邱 爽，张 宁，曾祥红，褚 涛，王楚杰（中海油能源发展股份有限公司采油服务分公司，天津 300452）摘 要：摘 要：本文论述一种适用于海上油气田的火炬排放天然气的回收技术。通过水封罐建立一定背压，再经过压缩机增压后输送到生产系统回收再利用。同时，与水封罐并联快开阀和爆破针阀，确保火炬系统的安全性。该方案中水封罐起到建立背压和调节火炬气压力的作用，可适当减小体积，尽量
2、减少占用平台甲板面积；快开阀作为事故工况下的排放流程，规避了因水封罐新增管线、管件而引起的火炬分液罐背压增加的问题。关键词：关键词：海洋石油平台；火炬排放；水封罐；快开阀；爆破针阀 前 言 前 言 2018 年世界银行“减少全球天然气放空燃烧合作伙伴(GGFR)”的研究显示，全世界在消减油井的天然气火炬放空燃烧总量方面进展不大，每年能源行业火炬放空燃烧的天然气总量差不多相当于欧洲天然气消耗量的三分之一，向大气中释放出大约 4 亿吨二氧化碳（CO2），大约为全世界二氧化碳排放量的 1.5%。对于海洋石油企业而言，大量存在于海上油气田生产平台的火炬气排放，是实现“双碳”目标的重要研究对象，如何减小
3、火炬排放量甚至熄灭火炬，达到“零燃除”目标，是目前海上油气田减排研究的重要方向。1 火炬气回收的要求 1 火炬气回收的要求 根据 API STANDARD 521 推荐做法的要求，火炬气回收需要重点考虑的安全要点为：（1）回收连续排放的火炬气，不能影响应急泄放；（2）为防止水封罐液位过低或快开阀故障打开，火炬气回收系统入口应设置低压联锁关断，并额外设置氧气浓度监测联锁关断；（3）阻止空气逆流的设施下游应注入连续的密封气，防止火炬内部爆炸。2 已有的成熟做法 2 已有的成熟做法 目前，陆地石油、石化企业火炬系统回收技术非常成熟，应用也十分广泛，普遍采用在火炬总管的水封罐建立微正压，将火炬排放可燃
4、气体引入一个缓冲气柜（通常数万立方容积），然后通过压缩机进行增压回收。如图 1：图 1 图 1 陆地厂矿生产流程相对连续稳定，而且有较大的空间，可以比较从容布置全工况设计的水封罐和数万立方米容积的低压气柜，生产过程中产生的不稳定气量可以通过气柜的缓冲作用，保证回收系统的稳定运行。3 海洋石油平台火炬气回收3 海洋石油平台火炬气回收 3.1 海洋石油平台火炬气的特点 海洋石油平台正常生产过程中会有一部分闪蒸气、密封气和泄漏气，由于压力太低无法回收，而进入火炬系统排放燃烧。这部分排放天然气的特点是：（1）火炬气压力过低，正常生产状态下，火炬系统直通大气，火炬分液罐压力为“0”或微正压，回收困难。（
5、2）排放气量不稳定，一方面油井存在气锁现象，解锁过程中，伴生气量突增；另一方面，通过海底管线输送原油的平台，会产生段塞流，导致生产分离器压力的变化。3.2 海洋石油平台进行火炬气回收的技术难度（1）海洋石油作业远离岸基支持，平台淡水储备、消防设施、电力供应等资源有限。（2）海洋石油平台甲板面积有限，设备受到大小和重DOI:10.19566/35-1285/tq.2023.05.050 张海兵：海洋石油平台火炬排放天然气回收方案 51 量的严格限制，不可能安装大型缓冲容器，即使水封罐的布置也存在一定难度。（3）火炬气回收实施后，会造成火炬分液罐、闭排系统保持微正压状态，对平台日常设备维修排放造成
6、一定影响。3.3 海洋石油平台火炬气回收工艺 3.3.1 方案比选（1）水封罐方案 水封罐方案一直是火炬气回收的首选方案，其优点是安全可靠、性价比高，而且能够适应流程排放气量的变化，一旦出现流程气量波动或生大量泄放时火炬气能冲破水封阻力，正常泄放至火炬头以保证装置的安全运行。该方案的缺点也很明显，其一是体积和重量都比较大，需要较大的甲板面积和有效载荷；其二，水封罐串联在火炬分液罐之后，在火炬大排量特别是火灾工况下，会增加水封罐背压，从而导致影响生产系统的安全泄放。这两个缺陷，是水封罐方案不能在海洋石油平台推广落实的主要因素。（2）快开阀（FOV）方案 快开阀（FOV）方案，是在火炬总管上加设气
7、动蝶阀（故障开），正常回收状态蝶阀关闭，切断排放气向火炬头通道，形成背压，由压缩机进行增压回收。该方案优点是火炬总管本体改造，不占用甲板面积，不造成上游流程背压增加；缺点是不能有效应对放空气量的波动，出现排气量增加时，超出压缩机有效负载，回收系统停机，在气量波动比较大和频繁的平台不太适用。（3）优化方案 在上述两个方案的基础上，本文提出水封罐加快开阀（FOV）方案。即，水封罐与快开阀（FOV）并联，水封罐非全工况设计，可按照正常生产状态下最大排量设计。正常回收状态下，快开阀关闭，水封罐通过设置水封高度形成背压，由压缩机进行增压回收；气量波动时，压缩机有效载荷以内进行回收，超出部分，突破水封到火
8、炬头燃烧；事故或火灾工况下，气量超出水封罐设计能力，火炬分液罐压力增加，超过快开阀压力设定值，回收系统连锁关停，快开阀打开，火炬气通过快开阀通道安全排放。图 2 图 2 该方案有效规避了以上两个方案的缺点：（1）水封罐非全工况设计，尺寸和重量都可以优化减小；（2）水封罐能够在正常生产状态下建立背压，在气量波动时进行调节，同时起到防回火作用，能够维持火炬气回收系统连续运行；（3）事故工况（包括火灾工况），系统排放量大增，连锁快开阀打开，回收系统停机，火炬气通过快开阀通道迅速排放，规避了火炬分液罐之前的系统流程因背压升高不能排放的风险。3.3.2 对火炬系统的要求（1）海洋石油平台因为其特殊性，建
9、议长明灯长燃；（2）在火炬总管增加含氧分析仪，确保空气进入火炬系统未达到混合爆炸下线之前及时发现，连锁回收系统停运；（3）保持密封气（氮气或天然气）的长期流通，确保火炬总管的微正压状态。3.3.3 仪表控制 控制仪表采用 2 选 1 表决方式配置，防止因仪表故障出现意外。4 主要设备选型 4 主要设备选型 4.1 压缩机选型（1）螺杆压缩机 目前在火炬气回收领域，螺杆压缩机以其效率高、控制灵活、结构紧凑、压力范围广等优点被广泛应用。缺点是初期投资较高，维修保养工作量大。比较适用于中小排量、高压差、气量波动大的回收场合。（2）液环压缩机 液环压缩机能效比较低，但因其基本达到等温压缩，省去很多附属
10、设备，结构更加紧凑，但变频转速范围窄，出口压力较低，适用于出口压力 0.7MPa 以下，气量稳定的场所。（3）滑片压缩机 52 张海兵：海洋石油平台火炬排放天然气回收方案 滑片压缩机基本原理与液环压缩机相同，效率相对较高，变频范围宽。压缩做功后，天然气温升较大，需要级间冷却，因此结构尺寸和重量较大，而且运行过程中消耗少量润滑油。4.2 水封罐 有空间条件的海上平台，尽量选择带隔板的卧式水封罐，液封介质选用工业淡水，如图：图 3 图 3 海洋平台淡水资源匮乏，采用持续补水长期溢流的方式并不适用。因此，需采用液位变送器控制液位在设定高度，同时预设低水位报警和低低水位关断功能。在水封的表面会有被天然
11、气带出的和水封罐内析出的重烃物质，火炬发生大排量放空，有可能出现含油物质被携带到火炬头燃烧，甚至污染海洋，因此，水封罐需定期补水溢流撇油，水面油类物质汇集到集油包，由转液泵输送到闭排系统。4.3 快开阀（FOV）快开阀，FAST（或 QUICK)OPENING VALVE，在火炬气回收系统故障或平台生产系统故障（或事故）状态下，快速开启，短时间内使骤然增加的天然气迅速顺利泄放出去，以保证平台生产装置和人员的安全。已知的火炬气回收系统均采用蝶阀形式，如图 6 气动衬胶对夹式蝶阀结构。图 4 图 4 选型有如下要求：（1）密封等级5 级 在极端工况下，火炬气回收系统出现负压状态，不会将空气抽吸进入
12、生产系统与天然气混合，防止更大事故发生。（2）开启迅速 火炬气回收系统，要求接收到开启信号，快开阀 2 秒内迅速打开，回收系统关停，火炬系统迅速恢复到正常排放状态，保证生产系统的安全性和连续性。4.4 爆破针型阀 与爆破片、安全阀相比较，设计良好的爆破针型阀具有动作精度高、复位安全简单迅速、无需定期更换、泄放时不会产生碎片、长期使用成本低等优势。图 5 图 5 5 结 语 5 结 语 海洋石油平台火炬气回收是符合国家环保要求，低碳可持续发展的大势所趋。长期以来，因其特殊性，火炬排放天然气回收一直停留在部分回收阶段，火炬总管回收还没有实质性的进展。本方案针对海洋石油工业特点，以“压缩机+水封罐+
13、快开阀+爆破针阀”为主要技术路线，方案可行。为确保火炬气回收系统的安全性，对已投用的海上油气田生产平台，火炬气回收技术改造因甲板面积限制，可采用非全工况水封罐，并联两个快开阀一个爆破针阀；对新建项目，应将火炬气回收系统与工艺装置同时设计，采用全工况水封罐，并联一个快开阀一个爆破针阀。参考文献 参考文献 1 伦玉国,徐化奎,潘永泉.海洋石油 118 FPSO 设计与建造 J.海洋石油,2015,35(3):95-101.2 崔翔宇,刘亚峰,代静,等.我国油田伴生气回收与利用技术状况分析 J.石油石化节能与减排,2013,3(5):31-35.3 胡蓉.油田火炬放空气回收技术及在海洋石油平台上的应用J.石油和化工设备,2016,19(7):89-90.4 徐海波,王文祥,洪毅,等.海上油气田低压气回收增压技术方案的研究 J.压缩机技术,2015(2):46-50.5 陈可营,海上油田放空气回收研究J.石油石化节能,2017,7(6):12-14.6 辛宏亮,爆破针型阀在火炬系统的应用以及发展历史J.化工管理,2017(5):191-195.
